Magíster en Gestión y Dirección de Empresas / El presente trabajo comprende la elaboración y presentación de un Plan Estratégico para la formación de una empresa de ingeniería, donde la metodología sigue una secuencia que inicia en un diagnóstico del mercado, oportunidades y potencialidades, para luego desarrollar una propuesta de valor que apunte directamente a los requerimientos de los segmentos objetivos, y así identificar a los posibles clientes, segmentarlos y seleccionar cuáles de ellos serán prioritarios, luego estudiar la competencia y definir el posicionamiento deseado, para de esta forma definir el modelo de negocios, portafolio de servicios, recursos y herramientas de apoyo, de forma tal que entregue aquello que los clientes están necesitando. Como consecuencia de este modelo y utilizando presupuestos y estimaciones de los ingresos y costos asociados, se logra determinar los márgenes esperados, los que son sensibilizados a través de tres escenarios de partida de la nueva compañía, al mismo tiempo que explicita las necesidades de capital, tanto en flujo de caja directo como en necesidades de respaldo financiero. Se observa que existe un mercado de proyectos de ingeniería de consulta en el sector de Energía Eléctrica del orden de US$ 180 millones por año, altamente variable puesto que está fuertemente indexado al desarrollo país, no obstante un tercio de este total corresponde a proyectos de transmisión regulados en su planificación, donde es posible disminuir la incertidumbre y así mantener una venta esperada con un piso estable. La empresa inicia con una penetración de mercado algo bajo el 1% llegando a un 5,5% en el equilibrio en el año 6, con un crecimiento anual variable y explosivo de un 45%, el que se sustenta en un equipo humano de alto desempeño probado, apoyado con las instalaciones y recursos tangibles e intangibles necesarios para el desarrollo de la propuesta de valor en el corto plazo. Lo anterior resulta en un inicio de la empresa con fuertes márgenes negativos, del orden de un -24% en el año 1, con un GAV cercano al 52%, producto de la necesidad de inyección de capital al inicio equivalente a unos US$ 445.000 en el caso base, más la disponibilización de otros US$ 665.000 de capacidad financiera para capital de trabajo y generación de garantías bancarias. La propuesta de valor implementada en el tiempo, dan como resultado un valor presente positivo al finalizar el año 3 para el caso base, y éste se consolida en el año 6 con ventas de US$ 10 millones/año, GAV del orden del 10% sobre las ventas y utilidades del 20%. En este punto se considera que la compañía se encuentra en equilibrio con respecto a su propuesta de valor, pudiendo desde acá ampliar su propuesta de generación de valor y crecer en internacionalización de servicios y aperturas hacia nuevos mercados abriendo nuevas unidades de negocio como minería, oil & gas, industria, pulpa & papel, transporte y otros, con crecientes economías de escala en control de proyectos, modelo de desarrollo comercial y sinergias entre especialidades.

Ingeniera Civil Eléctrica / Diversas prácticas internacionales tratan la compensación de reactivos de forma específica para el área de servicio en particular, delegando esta labor a las entidades encargadas de la distribución. Por otro lado, desde el punto de vista de la planificación y expansión del sistema, la compensación es considerada un aspecto crucial para planificar las redes dentro de los rangos de confiabilidad aceptados. El objetivo principal de este trabajo radica en esto. Se busca desarrollar una metodología de análisis con el fin de obtener criterios de compensación de reactivos en el Sistema Zonal, y de este modo cumplir con los requerimientos específicos de los consumos y las topologías particulares. Para lograrlo, la metodología a seguir comienza con un análisis de la experiencia internacional en términos de tratamientos de reactivos la que sirve de base para realizar una comparación con la experiencia nacional, para luego utilizar el enfoque de análisis localizado en el sistema de 154-66 kV perteneciente al Sistema Zonal del sistema eléctrico chileno, el enfoque del análisis y objeto de estudio es el consumo interno reactivo de los equipos transformadores. De la caracterización del sistema, y en específico considerando los transformadores, equipos con una demanda constante de reactivos, se obtiene una predominante tendencia en las capacidades y en la compensación de reactivos instalada, de 30 MVA y 2,5 MVAr respectivamente. La tendencia se mantiene al integrar los nuevos proyectos a entrar en operación al 2020, aumentando la capacidad transformadora en cerca de un 20%, sin embargo, la capacidad instalada de compensación solo se incrementa en un 12%. Lo anterior provoca una carencia de compensación reactiva que se mantiene en el tiempo al no incluir nuevos proyectos de bancos de condensadores. El déficit de reactivos provocado por el consumo interno del transformador en comparación con la compensación reactiva instalada se mantiene en diferencias superiores al 100%. Estas razones dan pie para generar una propuesta de bancos de condensadores que compense el consumo interno reactivo de cada transformador. Para alcanzar este fin, se analiza el subconjunto de equipos de mayor predominancia e impacto de consumo interno en el sistema, cuya compensación se determina en base a su condición de máxima exigencia mediante datos temporales de potencia activa y reactiva. Finalmente, la propuesta de compensación es validada mediante simulación de flujos de potencias y contingencias logrando evidentes mejoras en la cargabilidad de las líneas y transformadores del sistema. Demostrando la carencia de compensación reactiva de la zona y el impacto considerable del consumo interno reactivo de los equipos.

Magíster en Economía Aplicada. Ingeniero Civil Eléctrico / In the Chilean electricity market, renewable energy sources had a participation rate of 43% of total electric generation. In this context, the target for renewable energy participation levels is 60% for 2035 during 2017. Recent studies suggest that this target is achievable. However, there are some concerns about the impact that renewable energy imposes on the grid, which could lead to the inefficient incorporation of these technologies. One reason for this potential inefficiency is that electricity demand is not directly exposed to the spot price, so it is not very responsive to market conditions. The current literature on demand-side flexibility in the Chilean electricity system is limited and there are no studies that analyse the effects of the introduction of demand flexibility on the efficient use of renewable energy technologies in the Chilean electricity market. This thesis develops a deterministic Demand Response Unit Commitment (DR-UC) model. This model is formulated as a mixed-integer nonlinear program (MINLP) using a two-part quadratic disutility function. This formulation allows us to assess the impact of demand-side flexibility when demand can be shifted or adjusted in an electricity system using five different generation technologies (solar, wind, hydro reservoirs, run-of-the-river and thermal power plants). Unlike most of the literature, which considers that only a fraction of the total demand is flexible, I place no restriction regarding the amount of demand flexibility. I simulated the operation of the Chilean electricity system for different scenarios in the year 2035. I use the results of these simulations to assess the benefits provided by demand flexibility in the Chilean electricity market and the impact on renewable energy generation and on the operation of other technologies. The Demand Response benefits found in this study corresponds to a lower bound of its possible benefits to the system. The results of this thesis suggest that demand-side flexibility integration increases the efficient use of renewable energy investment for the year 2035. This is due to the reduction of both renewable energy curtailment and cycling operation of low-cost thermal power plants, as well as lower spot price variability. When incorporating demand-side flexibility, diesel generation is reduced by up to 42% due to the shift in consumption from peak to non-peak hours. An important result of the study is to show that a Demand Response would increase CO2 emissions because coal power plants operate at higher capacity. The software code that implements the model and assesses its impact is offered as free software, and is one of the major contributions of this work. It is available in the Git repository of the project.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / En la actualidad, los sistemas de distribución no cuentan con la preparación necesaria para soportar eventos de baja probabilidad y alto impacto como desastres naturales, lo que trae como consecuencia daños en las redes evaluados en varios millones de dólares junto con la pérdida de suministro eléctrico y actividad económica del sector. Por ello, el concepto de resiliencia ha cobrado cada vez más relevancia, a lo que se suman varias propuestas para aumentar la resiliencia de un sistema. Sin embargo, antes de aplicar cualquiera de estas propuestas, la distribuidora necesita saber que elementos tiene a disposición y como puede utilizarlos adecuadamente para minimizar sus daños. El objetivo de este trabajo radica precisamente en eso. Considerando que la distribuidora cuenta con su infraestructura dotada de una cierta resistencia y un equipo de restauración, se idea una estrategia que aprovecha la infraestructura de la red y despacha cuadrillas de restauración con tal de disminuir tiempos de reposición y energía no suministradas. Desarrollada la estrategia, se busca encontrar una relación de dichos parámetros con diferentes estados de preparación de la red. Para ello, se desarrolla una metodología que contempla un evento sísmico real, el cual ejerce un cierto nivel de daño en una red de distribución realista modelada por nodos. Luego, se despachan las cuadrillas a cada nodo utilizando una estrategia que divide las redes en zonas cercanas a los centros de despachos de cuadrillas. Cada centro despacha sus cuadrillas hacia nodos agrupados por distancias, usando una estrategia de tres etapas: Atención a nodos con mayor potencial carga no suministrada, minimización de rutas y cooperación entre el resto de las cuadrillas. Primero se compara la estrategia propuesta con otras estrategias de ruteo con un número fijo de cuadrillas. Se descubre la existencia de una relación inversa entre los tiempos de restauración de la red y energía no suministrada. La estrategia propuesta logra nivelar adecuadamente los dos parámetros a pesar de tener una predisposición mayor a disminuir tiempos de restauración. Luego se mide el desempeño de la restauración de servicio utilizando la estrategia propuesta para diferentes estados de preparación de la red. Los resultados muestran que una mejora marginal de cualquiera de los parámetros requerirá cada vez una mayor cantidad de cuadrillas. Con ello se concluye que hay metas que la distribuidora simplemente no podrá cumplir en lo que respecta a la restauración de servicio frente a un evento de baja probabilidad y alto impacto.

Memoria para optar al título de Ingeniera Civil Mecánica / El potencial energético que posee el recurso geotérmico y solar en el norte de Chile, en conjunto con el interés de promover el uso de energías renovables en el país, han sido los motivos de llevar a cabo este trabajo de investigación, en el cual se evalúa la integración de la tecnología solar de concentración a una central geotérmica de ciclo binario basada en el mecanismo de operación de Cerro Pabellón, la primera planta geotérmica de Chile y Sudamérica. El modelo propuesto tiene el objetivo de aumentar la potencia eléctrica de la central geotérmica a través de la integración de un segundo bloque de potencia que utiliza el fluido geotermal y la potencia térmica suministrada por la tecnología termosolar para la generación de trabajo útil. Dicha integración se realiza procurando no alterar las condiciones de operación del ciclo orgánico, donde se considera además minimizar el riesgo de precipitación de sílice al interior del nuevo ciclo de potencia. Con relación a la tecnología termosolar implementada, esta corresponde a la tecnología de colectores cilindro parabólicos, para la cual, se proponen diferentes magnitudes de potencia térmica, múltiplo solar, horas de almacenamiento térmico y temperaturas nominales de operación del fluido de trabajo. La combinatoria de estos parámetros da lugar a diferentes configuraciones híbridas, las cuales son evaluadas a nivel termodinámico y económico. Para llevar a cabo dicha evaluación, se realiza en primer lugar la construcción del modelo termodinámico del sistema geotérmico en el programa Engineering Equation Solver, donde posterior a su validación, se procede a construir el modelo termodinámico del sistema híbrido. Las diferentes configuraciones híbridas son simuladas en régimen estacionario y transiente, donde, para llevar a cabo esta última, se complementa el programa Engineering Equation Solver con el programa System Advisor Model. A partir de la simulación realizada en régimen estacionario, se obtiene que con una potencia térmica del campo solar igual a 60 MWt, es posible aumentar la potencia eléctrica de la central en un 50% aproximadamente. A nivel exergético, se determina adicionalmente que los equipos con mayor destrucción de exergía en el nuevo bloque de potencia corresponden a los intercambiadores de calor, a los cuales se les atribuye cerca de un 72% de la exergía neta destruida en este nuevo ciclo. Por otro lado, a partir de la simulación transiente se obtiene que a medida que el valor del múltiplo solar y las horas de almacenamiento térmico aumentan conjuntamente, aumenta la producción eléctrica anual del ciclo geotérmico-solar. Con relación al factor de capacidad en función de estos dos parámetros, se determina que es posible aumentar su magnitud desde un 18% a un 71% cuando las magnitudes del múltiplo solar y horas de almacenamiento térmico corresponden a los máximos valores considerados. Por último, la evaluación económica realizada en base a la estimación del LCOE, arroja que las configuraciones híbridas alcanzan valores competitivos a pesar de las diferentes restricciones consideradas en este estudio para llevar a cabo la integración del recurso solar a la central geotérmica, donde, el mínimo valor obtenido es 81,19 US$/MWh, el cual es un 9,8% menor al mínimo LCOE estimado para una central geotérmica de 20 MWe instalada en Chile.

TESIS PARA OPTAR AL GRADO DE MAGÍSTER EN ADMINISTRACIÓN / Pizarro, Ramón, [Parte I], Mella, Guillermo, [Parte II] / A partir de la publicación de la Ley 20.805 del Ministerio de Energía, clientes de energía eléctrica podrán optar por un régimen de tarifa libre, en detrimento de una tarifa regulada, por las empresas distribuidoras de energía del mercado local. El cambio supuso la creación de una oportunidad de negocio e involucró al sector energético, a los encargados de la generación (Generadoras), a los encargados de la transmisión y encargados de la distribución (Empresas Eléctricas). El proyecto de "Brokers de Energía en Chile”, asume como desafío el asesoramiento estratégico y técnico, para usuarios susceptibles de cambiarse de tarifas reguladas a tarifas libres de mercado, dado que para muchas empresas las materias energéticas, no son el core de sus negocios. El servicio será suministrado por la sociedad Energy Advisory Ltda., con marca comercial “Energi-A”, que prestará servicios de asesorías de eficiencia energética a compañías comerciales, industriales, empresas de servicios y explotación de materias primas, ubicadas en la I, II y Región Metropolitana del país. El objetivo de Energi-A, es alcanzar en el plazo de 3 años, ingresos por sobre los MM$222, que es el proyectado de ingresos de contratos solo con 7 nuevos clientes que tenga la capacidad conectada mínima que indica la ley. El ingreso corresponde al cobro de la comisión del servicio de asesoría, a un promedio del 12% con una proyección a 12 meses, sobre los ahorros de eficiencia en materia energética del cliente. Con una inversión para capital de trabajo de MM$28, principalmente destinado a soportar la operación los primeros años del proyecto. Por la naturaleza del servicio de asesorías en eficiencia energética, el proyecto no presenta riesgos críticos en la propuesta del plan estratégico. Por lo tanto, la invitación es a sumarse a un proyecto que promueve “La eficiencia energética”, que reviste una importancia crítica para alcanzar mejores usos de recursos y aporta un gramo de arena a combate por el cambio climático.

Ingeniero Civil Mecánico / La crisis mundial medioambiental actual ha llevado a diversas naciones a masificar el uso de energías renovables no convencionales como la solar con tal de purificar su matriz energética. Los gradientes de temperatura entre las distintas celdas que conforman un módulo fotovoltaico, provocan ineficiencias en el comportamiento, debido a que se produce un efecto denominado dispersión de parámetros . Lo anterior, se traduce en un perjuicio en la potencia de salida y del rendimiento, luego es necesario disminuir la temperatura de operación de las celdas. El objetivo de la presente memoria es definir el comportamiento de la temperatura al interior de la granja solar en función de la radiación incidente, pérdidas por radiación, convección y conducción, tras variar parámetros atmosféricos, como velocidad del viento y temperatura ambiente, además de parámetros geométricos, como el distanciamiento entre paneles. Tras determinar los parámetros anteriores, se procede a simular el modelo planteado en el software ANSYS FLUENT 18.1 para posteriormente realizar el análisis térmico transiente del panel fotovoltaico. Finalmente se encuentran relaciones para poder determinar la temperatura más elevada en las celdas y el distanciamiento promedio que debe tener una granja con tal de optimizar la eficiencia de esta, así poder tener inputs para un posterior desarrollo de un sistema ciberfísico. La simulación consiste en sólo una fila de 30 paneles de una granja fotovoltaica, cada panel de la marca Hareon genera 320 W por ende la cantidad evaluada generaría en condiciones óptimas 9,6 kW lo que se considera aceptable para una fila de paneles. La metodología ocupada es la siguiente: a) se realizan simulaciones para distintos casos hipotéticos de funcionamiento y distribución de los paneles en el modelo; b) se analizan que los parámetros de coeficiente de arrastre y de sustentación sean acordes a la bibliografía, así como encontrar un mallado adecuado que logre validar el modelo; c) se estudia el efecto de las variables climáticas y de la posición de los paneles en la temperatura del arreglo; d) se define una ecuación que optimice la eficiencia del arreglo sirviendo como input para el desarrollo de un posterior sistema ciberfisico. Los resultados obtenidos demuestran la importancia que tiene la temperatura ambiente o de ráfaga en el enfriamiento de los paneles, obteniendo que una diferencia de 4°C signifique un cambio de hasta 2% en la eficiencia de la granja solar. Además, se logra encontrar una relación que permite determinar el distanciamiento eficiente en una granja en función de su eficiencia y con parámetros atmosféricos extremos, obteniendo un máximo de 13% con un distanciamiento mínimo de 0,975 m entre paneles.

Ingeniero Civil Eléctrico / Dentro de la Agenda de Energía lanzada por el Gobierno de la presidenta Michelle Bachelet en el año 2014 se encuentra la política Energía 2050, la cual surge como respuesta a la motivación de entregar una hoja de ruta hacia un futuro energético sustentable e inclusivo en el país. Existen diversos objetivos en dicha hoja de ruta, donde destaca la meta de lograr un 70% de producción anual de energía renovable no convencional al año 2050. Sin embargo, este escenario favorable desde el punto de vista medioambiental presenta riesgos desde el punto de vista de la operación del sistema, debido a que los recursos renovables suelen ser de naturaleza intermitente. En particular, grandes niveles de penetración renovables generan niveles de rampas que podrían no ser compensadas por la generación convencional, debido a la masiva entrada de la generación fotovoltaica por las mañanas y la masiva salida de las mismas en las horas cercanas al anochecer. Esto generaría a priori desbalances entre la generación y la demanda, trayendo consigo problemas asociados a la estabilidad del sistema. Dentro del contexto internacional, en la literatura se ha investigado el tema, generando propuestas metodológicas y modelos de operación acoplados en el tiempo, basados en conceptos vinculados con la planificación centralizada de sistemas de potencia. En particular, el nivel de penetración de energías de naturaleza intermitente depende del nivel de flexibilidad que el sistema refleje, por medio del empleo de las capacidades técnicas del conjunto de generadores convencionales en el problema de despacho económico, y de las reservas de operación disponibles. En el presente trabajo de título se realiza una propuesta metodológica para determinar el nivel de penetración de energías renovables óptimo en el Sistema Eléctrico Nacional, por medio de su operación económica, tal que se asegure la correcta toma de carga por parte de las centrales convencionales. En dicha propuesta, se estudia primero la confiabilidad por suficiencia, mediante el cálculo del LOLE en el caso de estudio seleccionado. Una vez verificada la suficiencia, se estudia la operación horaria a lo largo del año de estudio utilizando un modelo de operación basado en el modelo REFLEX. Una vez verificada la correcta operación del caso de estudio, se reitera la simulación anual de forma iterativa aumentando cada vez el nivel de capacidad instalada de centrales ERNC a una tasa constante. Se observan en las iteraciones las tendencias presentes en los costos de operación, el desplazamiento de la generación convencional y los niveles de vertimiento renovable, revisando las causas de las deficiencias de operación detectadas. De esta forma, los niveles de vertimiento renovable presentes surgen debido a un excedente del recurso. Con ello el sistema posee suficiente nivel de toma de carga para abastecer la demanda bajo grandes niveles de entrada y salida de generación renovable. Esto se concluye bajo las condiciones en que el modelo fue construido y ejecutado. Debido al carácter preliminar del estudio, se sugiere continuar el trabajo realizado, agregando al modelo los efectos asociados al sistema de transmisión.

Ingeniero Civil Eléctrico / La creciente competitividad de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y la preocupación por el medio ambiente han cambiado el paradigma energético, han permitido que en los últimos años este tipo de energías jueguen un rol cada vez más relevante en los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP), donde las tecnologías eólicas y solar fotovoltaica han aumentado explosivamente, particularmente en Chile. Sin embargo, por naturaleza estas energías tienen características de variabilidad e incertidumbre, lo que plantea desafíos adicionales en la operación de los SEP, que deben adaptarse a los cambios rápidos e intempestivos de generación, producto de las ráfagas de viento y/o del ciclo solar diario, mediante la toma de carga o descarga por parte de otras unidades de generación en el sistema. La capacidad de un SEP de adaptarse a estos cambios se denomina flexibilidad. Este trabajo aborda principalmente al estudio de la flexibilidad como un atributo sistémico y al desafío correspondiente a los procesos de toma de carga y descarga de las máquinas térmicas del sistema, especialmente críticos en los períodos de amanecer y atardecer por los importantes cambios de energía solar disponible. El proceso se vuelve cada vez más crítico en la medida que se aumenta la participación solar fotovoltaica, tecnología muy relevante para el futuro energético de Chile, pues se estima que para el año 2035 alcance cerca de 13 GW de capacidad instalada, lo que será aproximadamente el 30% del parque generador para aquel año. La propuesta metodológica de este trabajo consiste en la simulación de la operación horaria del sistema en el corto y largo plazo, para el cálculo de índices de flexibilidad que cuantifiquen la capacidad del sistema de adaptarse a cambios rápidos en generación. Para ello se considera como caso base de estudio el Plan de Expansión de Largo Plazo , en su Escenario B, publicado por el Ministerio de Energía, y se simula la operación horaria del sistema durante 4 años específicos (2018, 2025, 2035 y 2050), considerando la estocasticidad de diferentes escenarios hidrológicos futuros. El análisis de resultados de los índices de flexibilidad obtenidos permite identificar una situación crítica en los procesos de toma de carga para el año 2035, específicamente en las horas de atardecer, año donde la penetración de energía solar fotovoltaica es máxima. Para resolver el problema de falta de flexibilidad sistémica, se proponen y evalúan dos medidas claves que deben ser tomadas en conjunto; (i) adelantar parte de la inversión en tecnología solar térmica (CSP) que propone el plan de expansión y (ii) el reemplazo de centrales de carbón lentas por un equivalente de Gas Natural Licuado flexible. Una vez tomadas, las medidas indicadas permiten mejorar la situación crítica identificada. / Este trabajo ha sido parcialmente financiado por Acciona Energía Chile

Memoria para optar al título de Ingeniera Civil Química / La producción y consumo de energía constituyen hoy la mayor fuente de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en Chile, debido a que la matriz de generación eléctrica actual se compone en más de un 50% por fuentes de combustibles fósiles. La creciente demanda energética nacional profundizará esta situación, salvo que se desarrolle una nueva matriz energética que aporte a la solución de este problema. El siguiente trabajo busca evaluar ambiental y socioeconómicamente escenarios de generación de energía eléctrica al año 2050 en Chile, prestando especial atención a su potencial de calentamiento global, para proponer qué tecnologías de generación eléctrica renovable son más atractivas para el país y que ayudan a combatir el cambio climático y los compromisos internacionales que tiene Chile con la reducción de GEI. Se divide a Chile en macrozonas, identificando su potencial energético disponible para cada uno de sus recursos renovables (residuos, biomasa, solar, eólico, hídrico, marino y geotérmico). Se estima que el potencial bruto y técnico ERNC de Chile es de, respectivamente, 25.000 y 60 veces mayor a la capacidad instalada de generación actual. Se seleccionan 8 tecnologías ERNC y se realiza un análisis multicriterio considerando la disponibilidad del recurso, el costo nivelado de la energía, la aceptabilidad social, y el potencial de calentamiento global. Se obtiene que las más preferibles para Chile corresponden a la solar PV, eólica y solar CSP, y que entre las últimas se encuentran las tecnologías de biogás, biomasa y WTE. Los escenarios de generación eléctrica que se evalúan son dos. El escenario A corresponde al escenario base, sostenido por las proyecciones realizadas por el Ministerio de Energía y que se compone principalmente de plantas nuevas a gas natural, solar PV, solar CSP, hidroeléctrica convencional y eólica. El escenario B se define como una alternativa más ambiciosa al escenario A, alcanzando una matriz 100% renovable al 2050, más diversa y con mejor distribución territorial, y, utilizando residuos como fuente energética. Además, el ingreso de nuevas centrales se compone únicamente por tecnologías ERNC. La evaluación ambiental arroja que ambos escenarios reducen las emisiones de GEI en el sector energía. Al año 2050 el escenario A emite 26 millones [tCO_2eq ] menos que el año 2024. Incorporando las emisiones evitadas en el sector residuos, el escenario B logra evitar 52 millones [tCO_2eq ] en total. Considerando la meta del 30% de reducción de GEI al 2030 adquirida por Chile, el escenario B logra la meta con un 32% de reducción al 2030; el escenario A no, pues alcanza una reducción de un 27%. En la evaluación socioeconómica se cuantificaron los costos y beneficios sociales de ambos escenarios y se concluye que ambos escenarios son rentables. El escenario A presenta un VAN Social de 3.694 [MUSD] y el escenario B un VAN Social de 8.865 [MUSD], siendo este último el más atractivo económicamente debido a los beneficios sociales obtenidos por una mayor reducción de emisiones de GEI. Del análisis de sensibilidad se obtiene que el VAN Social es altamente sensible al costo de venta de la energía. Finalmente se concluye que el escenario B es la alternativa que genera un mayor bienestar para el país. Por lo tanto, una matriz energética 100% renovable y con preferencia por las ERNC, diversificada y con buena distribución territorial es a lo que debe apostar Chile. Como desafío a futuro queda mejorar las estimaciones de los costos y beneficios sociales junto con agregar los que no han sido cuantificados en este trabajo, lo que en general, ayudaría a realizar una mejor evaluación de los proyectos e incluso hacer al escenario B más atractivo aún.